析出相及夹杂物对L80-9Cr钢耐蚀性的影响

通过电化学测试和FeCl_(3)点蚀试验,研究了Cr_(23)C_(6)析出相及Al_(2)O_(3)夹杂物对L80-9Cr钢耐蚀性的影响。结果表明:Cr_(23)C_(6)在原马氏体板条束内的析出聚集增大了小角度晶界处的晶格畸变程度,使其具有较高的电化学活性,导致材料耐腐蚀性能降低;另一方面,Cr_(23)C_(6)析出导致周围贫Cr区的形成,增大材料的点蚀倾向;此外,Al_(2)O_(3)夹杂物的存在也为点蚀萌生与发展提供有利位置,两者的共同作用导致L80-9Cr钢的严重点蚀。

载荷对L80-13Cr不锈钢在MgCl_(2)溶液中腐蚀行为的影响

L80-13Cr不锈钢在含氯介质中常发生不同程度的腐蚀。我们评估了载荷对L80-13Cr不锈钢腐蚀敏感性的影响规律,并探讨了该现象的成因。我们通过体视显微镜、金相显微镜、扫描电镜和X射线衍射仪研究了在Cl-浓度为5000mg/L的MgCl_(2)溶液中载荷对L80-13Cr不锈钢腐蚀行为的影响。结果显示,载荷的增加加速了试样的腐蚀现象:随着载荷增加,在相同条件下试样表面出现更多的腐蚀位点和腐蚀坑,并且腐蚀区域扩大。同时,试样表面出现更多细小的腐蚀产物颗粒和微裂纹,腐蚀产物由Fe_(2)O_(3)转变为FeS_(2)和NiO。去除腐蚀产物后,试样表面腐蚀坑密集且面积增大,从截面观察到受载荷大的样品的表面粗糙度增加。

高产气井油管用13Cr-L80钢的腐蚀疲劳裂纹扩展行为

用复合磷酸盐完井液对取自13Cr-L80钢油管的紧凑拉伸试样进行预腐蚀处理,再进行疲劳裂纹扩展试验,通过分析疲劳裂纹扩展区形貌,研究了应力比(0.05~0.25)、加载载荷(10~14 kN)和载荷频率(0.6~1.8 Hz)对腐蚀疲劳裂纹扩展行为的影响。结果表明:随应力比增大,疲劳裂纹扩展区二次裂纹数量增多,13Cr-L80钢的裂纹扩展速率增大;随加载载荷增大,疲劳裂纹扩展区二次裂纹数量减少,裂纹扩展速率减小;载荷频率越高,疲劳裂纹扩展区二次裂纹数量越少,但裂纹尖端应变速率增大,裂尖变形更充分,导致裂纹扩展加快,试验中止时的循环次数减少。

L80-1钢基管与SUS304钢端环焊接工艺

研究了防砂筛管基管L80-1低合金钢与端环SUS304不锈钢的焊接工艺,采用TIG焊方法,选用ER316L焊丝,采用小电流、低电压、窄焊道快速焊和多层焊等工艺方法,控制焊缝的成形系数,解决了L80-1母材热影响区淬硬和焊缝的弧坑裂纹等问题,保证了筛管的焊接质量。

L80油管钢在CO_2/H_2S环境中的腐蚀行为

目的研究L80油管在CO_2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜(SEM)、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO_2/H2S分压和温度对L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO_2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100mm,形成Fe S、Fe CO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO_2分压不变时,随着H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO_2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO_2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO_2分压更敏感,CO_2分压增大促使具有良好保护性的Fe CO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。

高产气井用13Cr-L80钢油管的磨损性能

采用往复式摩擦磨损试验机对13Cr-L80钢油管和套管进行往复磨损试验,研究了接触载荷(50,100,150,200,250 N)、往复行程(2,4,6,8,10 mm)、往复频率(0.6,0.9,1.2,1.5,1.8 Hz)以及完井液密度(1.0,1.1,1.2,1.3,1.4 g·cm^(-3))对油管磨损性能的影响。结果表明:随着接触载荷、往复频率和往复行程的增加,油管的磨损量增大,摩擦因数和磨损率变化不大;随着完井液密度的增加,磨损量和磨损率均降低,摩擦因数先降低,当完井液密度增大到1.2 g·cm^(-3)时趋于稳定;在试验条件下,随接触载荷、往复频率及完井液密度的增加,油管的磨损方式均由磨粒磨损转变为黏着磨损,不同往复行程下油管的磨损方式均为黏着磨损。

L80-1油井套管钢在模拟井下环境中的腐蚀行为

近年来,部分中东油田含水率持续增加,L80-l油井套管在CO2-H2S-Cl^-体系中的腐蚀风险增大。为此,利用腐蚀挂片与高温高压电化学测量装置研究了模拟井下环境中不同含水率、CO2-分压、Cl^-含量对L80-1套管钢腐蚀的影响和电化学腐蚀机理。结果表明:在85℃ 1000 mg/L H2S和60 r/min的条件下,L80-1钢的腐蚀速率随着含水率和CO?分压的增加而增加,在含水率为30%~40%时,由于油水混合状态发生突变,导致腐蚀速率陡增。而在高浓度Cl^-条件下,腐蚀速率随着CT浓度的增加而下降。在CO2-H2S-Cl^-腐蚀体系中,L80-1表面腐蚀产物呈现复杂的微观形态,成分分布不均匀,均匀腐蚀产物主要为碳酸盐,局部腐蚀产物以FeS为主。L80-1钢在研究环境中的电化学腐蚀机理为活化极化控制,因此升高温度会加剧腐蚀。总体而言,在高盐度CO2-H2S-Cl^-腐蚀环境中,含水率对于L80-1钢的腐蚀影响最为严重,其次是CO2分压,H2S的存在并没有改变其他腐蚀因素对L80-1钢的腐蚀影响规律。

柠檬酸钝化处理对L80-13Cr不锈钢耐海洋大气腐蚀性能的影响

在海洋油气开采中13Cr不锈钢常用于加工成井下工具,其在海洋大气环境储存过程中容易发生锈蚀。为了提高13Cr不锈钢在海洋大气环境中的耐蚀性能,采用单一柠檬酸和柠檬酸-氢氧化物复合钝化工艺对L80-13Cr不锈钢进行表面钝化处理,通过极化曲线、FeCl_(3)点蚀试验、中性盐雾试验、海洋大气环境户外暴露试验等研究了2种钝化处理对不锈钢耐蚀性能的影响,分析了柠檬酸钝化处理提升L80-13Cr不锈钢耐海洋大气腐蚀性能的原因。结果表明:2种柠檬酸型钝化处理均显著提高了L80-13Cr钢的抗电化学腐蚀和盐雾腐蚀性能,可以确保L80-13Cr钢在海洋大气环境中至少3个月内没有明显腐蚀。这归因于柠檬酸钝化处理显著增加了L80-13Cr钢钝化膜中Cr相关化合物的含量,提高了钝化膜的保护性。在柠檬酸钝化基础上增加氢氧化物钝化处理,有助于提高钝化膜中金属氧化物的比例,进一步增强钝化膜的稳定性和耐蚀性,使得柠檬酸-氢氧化物复合型钝化处理对L80-13Cr钢的综合防护效果优于单一柠檬酸型钝化工艺的。

L80钢在CO_2/H_2S腐蚀环境中的力学特性

目的研究L80钢在CO_2/H2S环境中的力学特性。方法利用微机控制慢应变速率拉伸试验机,对特定腐蚀条件下的L80钢试样进行拉伸实验,分析各因素对L80钢力学特性的影响变化规律。结果在CO_2/H2S环境中,随着含水率的增加,L80钢的屈服强度、抗拉强度、延伸率均下降,L80钢拉伸曲线出现劣化。随预拉应力的增大,L80钢的屈服强度变化不明显,而抗拉强度和延伸率降低,当预拉应力超过0.8ss时,L80钢的腐蚀速率显著增加,表现出较强的应力腐蚀敏感性;随着H2S分压的增加,L80钢的力学性能发生劣化,表现出氢脆敏感性,而受CO_2分压的影响不明显;温度升高导致L80钢的拉伸曲线出现了轻度劣化,延伸率和屈服区宽度小幅降低,但抗拉强度变化不大。结论 L80钢在CO_2/H2S环境中的力学特性受温度、CO_2分压影响程度小。含水率和预拉应力的增大降低了L80钢的力学韧性,预拉应力的存在使L80腐蚀速率加快,缩短了耐腐蚀寿命。L80钢的力学性能对于H2S分压较对CO_2分压更为敏感,试样的断裂是机械拉力和应力腐蚀共同作用的结果。

淬火冷却速度对L80-13Cr厚壁钢管组织性能的影响

对厚壁L80-13Cr钢管进行调质处理,研究不同淬火冷却速度对其金相组织、硬度、强度和韧性的影响。试验结果表明:与空气中风冷相比,用水作为L80-13Cr厚壁钢管的淬火介质,钢管的淬透性较好,不存在游离的铁素体,组织均匀,强度较高;在相同回火工艺处理后,水冷淬火试样的0℃横向冲击功平均值为47 J,较空气中风冷试样的0℃横向冲击功平均值26 J高出80%。

中东某代表性油田L80-1套管材料的腐蚀行为及腐蚀图版初步研究

为了给中东某代表性油田服役套管材料的选择提供依据,采用浸泡失重试验、正交试验、SEM、XRD等研究了该油田环境中不同CO_(2)分压、H_(2)S分压、含水率、浸泡时间等因素对L80-1套管材料腐蚀行为的影响。结果表明:在试验测试参数范围内,对L80-1钢的腐蚀速率影响程度最大的是含水率,其次是CO_(2)分压,然后是H_(2)S分压、温度,影响最小的是Cl^(-)浓度。随着浸泡时间的延长,L80-1钢的腐蚀速率越来越小,膜层越来越致密平整。随着CO_(2)分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在2.00 MPa时达到最大值。随着H_(2)S分压的增加,L80-1钢的腐蚀速率不断增加。L80-1钢在开采前期腐蚀轻微,但一旦产出液中含水率超过30%,其腐蚀速率将迅速升高,因此开采中后期须采取防腐措施。基于腐蚀行为研究的基础数据,绘制了几种套管钢的CO_(2)-H_(2)S腐蚀图版。腐蚀图版表明在中东典型油田腐蚀环境中,L80-1钢可用范围有限,对于油田的长期安全开采,L80-3Cr钢可能是综合耐蚀性能和经济性的较好选择。

某油井L80钢油管腐蚀穿孔失效分析

某油井L80钢油管存在多处腐蚀并穿孔。采用宏观观察、化学成分分析、能谱分析、物相分析等方法对油管腐蚀穿孔的原因进行了分析。结果表明:L80钢油管在CO2腐蚀、H2S腐蚀和垢下腐蚀综合作用下,在油管外壁形成不致密腐蚀产物,酸化作用后的残酸中含有的H^+、Cl^-、F^-等离子加速了腐蚀进程,在油管外壁形成腐蚀坑,当油管的管壁被腐蚀后,在油井液柱压力的作用下,疏松的腐蚀产物脱落,油管就形成了腐蚀孔直至腐蚀出现穿孔。

氢气压力对L80钢氢脆敏感性的影响规律

对L80钢在室温不同氢气压力下的氢脆敏感性进行了评价。通过缺口慢应变拉伸试验,结合断口分析,研究了3~12 MPa氢气压力下,L80钢的氢脆敏感性的变化规律。结果表明:在室温环境下,L80钢在5 MPa及以下氢气压力下应用时,无明显脆性;在8 MPa及以上氢气压力下应用时,具有明显脆性;在氢气压力3~12 MPa环境下,L80钢拉伸试样主断面中心位置微观形貌从韧窝形貌转变为韧窝形貌与解理形貌共存,边缘位置微观形貌从韧窝形貌向解理逐渐转变,断面收缩率变化率由16.19%逐渐增加至46.79%。随着氢气压力的增加,L80钢的塑性损失增加,断口表现出明显脆化特征,氢脆敏感性逐渐增加。

L80抗硫化氢腐蚀石油套管25CrMo钢的开发

采用EAF-LF-VD-CC工艺纯净钢生产技术,在Cr-Mo钢的成分基础上添加Ni、Ti元素,设计开发了一种抗硫化氢腐蚀石油套管用25Cr Mo钢。统计分析结果表明:25CrMo钢的实物质量良好,具有纯净度高、有害元素含量少、晶粒细小、组织均匀、表面质量优良等优点;其抗硫化氢腐蚀性能优异,适用于PH2S∧100 kPa的腐蚀环境;制得L80抗硫化氢腐蚀石油套管的力学性能满足客户要求。

控氧对注水井管柱腐蚀行为的影响

目前,对L80钢溶解氧腐蚀的研究非常少,对交互作用控氧的研究几乎未见报道。利用高温高压腐蚀模拟试验,分别研究了L80钢在控氧前(1.00mg/L)、控氧后(0.05mg/L)以及控氧前后(1.00mg/L+0.05mg/L)交互作用下的腐蚀规律,主要研究了控制溶解氧含量对L80钢腐蚀行为的影响。利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)和激光共聚焦等技术,分析了腐蚀产物的形貌和成分。结果表明:控制溶解氧含量对L80钢有减缓腐蚀的作用;在控氧交互作用下,L80钢表面的腐蚀有缓解,但局部腐蚀的风险增大,控氧交互作用有促进腐蚀的作用。

溶解氧对注水井井筒腐蚀行为的影响

为了明确溶解氧对注水井井筒环境的腐蚀性,针对国外某油田的实际工况,模拟注水井井筒复杂的腐蚀环境,开展腐蚀模拟评价试验。利用失重法测试腐蚀速率,结合腐蚀形态观察和腐蚀产物分析,研究了60℃下不同溶解氧含量(50～1 000μg/L)油田注水对L80-1钢腐蚀行为的影响,并提出相应防腐蚀措施。结果表明:随着溶解氧含量增加,腐蚀速率逐渐升高;溶氧量50μg/L时,腐蚀轻微,基体表面的划痕清晰可见;当溶氧量提高至1 000μg/L时基体粗糙不平,腐蚀明显加剧。

两种套管钢在含CO_2模拟油田地层水中的腐蚀行为

在含CO2模拟油田地层水的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压(pCO2)以及合金元素对L80和K55两种套管钢腐蚀速率的影响,并对腐蚀形貌进行了观察。结果表明:随温度和pCO2的升高,K55钢的腐蚀速率增大,温度超过90°后腐蚀速率又有所降低,而L80钢的腐蚀速率对温度和pCO2不敏感;L80和K55钢的最大腐蚀速率分别为0.162 5,0.983 6mm.a-1;高铬含量使L80钢比K55钢具有更为优越的耐蚀性能;K55钢的腐蚀产物以形状规则、堆垛疏松的FeCO3为主,L80钢腐蚀后的表面只有极其微小的蚀坑。

哈法亚油田注水井管材腐蚀规律研究

目的合理地进行井筒选材和更好地开展防腐工作。方法通过高压釜模拟哈法亚油田注水井腐蚀介质环境,研究温度、压力和pH对注水井油管L80钢腐蚀规律的影响。结果随着实验温度的升高,L80钢表面腐蚀产物越来越疏松,腐蚀速率增大;随着注水压力的升高,腐蚀速率增大,局部腐蚀逐渐增强;随着pH的升高,L80的腐蚀速率有所降低,主要发生全面腐蚀;腐蚀产物主要为铁的氧化物和CaCO_3。结论该研究为井筒选材和防腐工作提供一定的技术支持。

可膨胀管变形前后的耐CO_2腐蚀性能

油气井膨胀管技术是近年来油气井工程领域出现的一项新兴技术。本工作以L80套管为研究对象,分别进行16%和22%的膨胀,研究膨胀变形前后的微观组织变化规律。采用高压釜失重法、动电位极化和电化学阻抗谱技术研究了变形前后在饱和CO_2溶液中L80套管的腐蚀行为。从电化学特征看,膨胀变形后,套管自腐蚀电位更负,说明膨胀变形增大可增加腐蚀倾向,I_(corr)随着变形量的增加而增大;该结果与失重法试验结果相吻合。

拉伸试验检测结果不确定度的评定

文章采用某钢管公司生产的规格为Φ114.3mm×7.37mm,钢级为L80-1的钢管,评定它的屈服强度Rt0.5,抗拉强度Rm,断后伸长率A50mm的不确定度结果。通过模型建立,对不确定度的来源分析及每一个分量的评定以及合成标准不确定度的计算,得出每一个检测数值的扩展不确定度分别为:U(Rt0.5)=20N/mm^2,U(Rm)=5N/mm2,U(A)=0.8%;相对扩展不确定度分别是:Urel(Rt0.5)=3%,Urel(Rm)=1%,Urel(A)=3%。